? Льность ефекту становить 26 місяців, додаткова видобуток склав в середньому 4,7 тис. т на свердловину.
Потокоотклоняющіе технології. По пластах ачимовской пачки в 2005 р. вперше були здійснені закачування гелеутворюючих складів після обводнення фонду свердловин, на яких проводилися ГРП. Всього було оброблено 9 свердловин ачимовской пачки (1313, 3744, 1006b, 1153, 1205, 1166, 1199, 1020, 1001) за технологією РВ - 3П - 1. Закачали 2970 м 3 10% розчину реагенту, в середньому по 330 м 3 на свердловину. Розрахунки по ділянках показали позитивний результат - додатково видобуто 6,1 тис. т нафти, поскважінний аналіз показав, що технологічний ефект становить близько 15,5 тис. т додатково видобутої нафти. Застосування потокоотклоняющіх технологій на свердловинах ачимовской пачки можна розширити в міру обводнення видобувного фонду та завершення технологічних ефектів від ГРП.
Таким чином, по родовищу в цілому додатковий видобуток від застосування потокоотклоняющіх технологій в 2005 по пласту БС 18 - 15,5 тис. т і питома технологічний ефект склав по пласту 1,7 тис. т нафти на одну скважино-обробку.
Отримані результати застосування показують, що пласти ачимовской пачки сприйнятливі до дії, проте достатнього досвіду застосування МУН на родовищі немає.
Методи інтенсифікації видобутку. ОПЗ свердловин застосовуються на родовищі з 1991 р. Проведено 72 ОПЗ, в тому числі 27 ГКО, 26 СКО, 8 ОПЗ УНГ, 6 кислотних ОПЗ (HCl і сульфамінова кислота), 4 СКО + ГКО, 1 ТХГВ + СКО.
Порівняння ефективності застосування різних технологій показало, що найбільш успішним виявилося проведення СКО і ГКО - в 75% обробок отримано позитивний результат, далі ОПЗ УНГ - 62%, ОПЗ сульфаминовой і соляної кислотами - 50%. Найбільшу питому технологічний ефект отриманий при проведенні ДКО і кислотного впливу соляної і сульфаминовой кислотами - 1,1 тис. т на свердловину, ефективність СКО (без урахування свердловини 3507, на якій СКО була проведена після ГРП) - 0,7 тис. т на свердловину , при спільному проведенні СКО і ГКО середній технологічний ефект склав 0,5 тис. т на свердловину. Необхідно відзначити, що незалежно від застосовуваної технології практично в 50% обробок відбувається зниження обводнення.
Ефективним виявилося проведення комплексного впливу (ТХГВ + СКО) - незважаючи на зниження дебіту рідини з 64 до 40 т / добу., дебіт нафти збільшився більш ніж в 1,5 рази за рахунок зниження обводнення більш ніж на 40% [8].
В цілому, проведення ОПЗ видобувних свердловин на пластах ачимовской пачки показало досить високу ефективність - додатково видобуто 48 тис. т нафти, середня питома технологічний ефект склав 0,7 тис. т нафти на свердловину при середній тривалості ефекту 6 місяців.
Таким чином, з початку розробки видобуто 35796 тис. т нафти, витягнуто 44 979 тис. т рідини. Відбір початкових видобутих запасів становить 28,9% при обводнення 38,4%, поточний коефіцієнт нефтеизвлечения 7,2%. Середній дебіт рідини, що припадає на одну свердловину, дорівнює 49,5 т / добу., Середній дебіт по нафті складає 30,5 т / добу. Накопичений водонефтяной фактор - 0,3. Поточна компенсація відбору закачуванням дорівнює 135,6% при накопиченому значенні 125,4%. Середня прийомистість свердловин складає 181,9 м 3 / добу. Мало-Баликское родовище знаходиться на другій стадії розробки, що хар...
